Informatiebrief 040 1e kwartaalrapportage 2023 samenwerking warmte Leidse Regio (incl. bijlagen).pdf

Financiële analyse

In een verdiepende analyse stelde Fakton Energy integrale businesscases op voor het ORES en de warmtevraagclusters, hiermee: •

• •

Wordt de Netto Contante Waarde van de onderdelen van het systeem en en gevoeligheden hierin geanalyseerd, om tot robuustere inzichten en conclusies over de hoofdvraag te komen. Wordt de financiële opgave voor de realisatie van het systeem inzichtelijk en de hoogte van de onrendabele top. Worden optimalisaties in de ORES-scenario’s bepaald en “no-regret tracékeuzes”, door te verdiepen op deelvraagstukken.

Hoe werkt de Netto Contante Waardebepaling en waarom maakt dit de resultaten robuuster? De Netto Contante Waarde (NCW) van een potentiële investering ligt ten grondslag aan alle investeringsbeslissingen van publieke en private warmtebedrijven en speelt als zwaarwegende factor mee voor verstrekkers van financiering. De NCW van een investering is de uitkomst van de rekensom waarbij alle

toekomstige kasstromen met een discontovoet worden gecorrigeerd voor de tijdsontwaarding van geld door deze te vertalen naar de waarde van de investering op het moment van investeren. Dit maakt de waarde van toekomstige kasstromen vergelijkbaar met de waarde van geld nu. Is de uitkomst van de rekensom gelijk aan of groter dan 0, dan is de investering rendabel. Is de uitkomst van de rekensom negatief, dan is de investering niet rendabel en geldt een Onrendabele Top (ORT). Voor warmtenetprojecten is het gebruikelijk om de businesscase ‘rond’ te rekenen over een periode van 30 jaar, dat wil zeggen: de NCW komt dan uit op exact 0. Een eventueel resterende ORT kan worden opgelost door 1) de businesscase te optimaliseren, 2) het verstrekken van subsidies en/of 3) het in rekening brengen van een eenmalige Bijdrage Aansluitkosten (BAK) aan vastgoedeigenaren. Figuur 4 presenteert de componenten die onderdeel zijn van deze berekening

volgende componenten: bronnen, het ORES-systeem (WLQ+, het bestaande primaire net van Vattenfall en een te realiseren regionaal MT-net) en distributienetten per vraagcluster. Deze systeemonderdelen zijn onderling van elkaar afhankelijk. In het rekenmodel maakten we een versimpelde weergave van de werkelijkheid, waarin geen rekening is gehouden met governance/eigendom van verschillende systeemonderdelen. Het bepalen van de Onrendabele Top is als volgt berekend: Figuur 4 : Schematische weergave van de kasstromen die onderdeel zijn van de NCW-berekening van een warmtenetproject.

Het uitvoeren van een NCW-berekening als onderdeel van deze analyse voegt extra robuustheid toe. De methodiek houdt namelijk rekening met tijdseffecten op de businesscase en maakt het hierdoor mogelijk om een zuiverder vergelijk te maken tussen verschillende scenario’s dan enkel de Total Cost of Ownership methodiek. Ook geeft deze verdieping een scherper beeld van de potentiële onrendabele top en daarmee de aanvullende maatschappelijke financiële opgave voor het realiseren van een ORES – of alternatief. Hoe pasten we de NCW-methodiek toe om de ORESscenario’s te analyseren? Specifiek voor deze studie ontwikkelde Fakton Energy een rekenmodel om de integrale businesscase van de door Greenvis opgestelde scenario’s van het ORES onderling te vergelijken. Onder ‘integraal’ verstaan we: de businesscase van de hele warmteketen, van bron tot levering. Onder businesscase verstaan we: de NCWbepaling voor de warmteketen, waarin alle CAPEX, OPEX en inkomsten zijn meegenomen. De warmteketen in de Leidse regio bestaat uit de

GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

•

•

Voor het regionale systeem berekenden we per scenario een integraal bron- en transporttarief. Hier namen we alle regionale bronnen, seizoensbuffers en de ORES-transportleidingen in mee. Het regionale systeem levert de opgewekte en ingekochte warmte (bijv. bij WLQ+) aan de warmtevraagclusters, na aftrek van warmteverliezen. Een tijdseffect dat optreedt is de volloop: hoe langer het duurt voordat alle vraagclusters volledig zijn volgelopen, hoe korter de bronnen en het ORES optimaal wordt ingezet en hoe hoger het integrale bron- en transporttarief wordt. Per warmtevraagcluster berekenden we per ORESscenario een separate businesscase voor het lokale distributienet, met de ORT per woningequivalent per warmtevraagcluster als sluitpost. De CAPEX en OPEX voor dit lokale distributienet is in ieder scenario vrijwel gelijk: hetzelfde aantal woningen wordt aangesloten op hetzelfde netontwerp, in hetzelfde vollooptempo en tegen dezelfde gemaximeerde verkooptarieven. De variabelen die verschillen zijn scenario-afhankelijk: plaatsen van lokale warmtepompen omdat er géén regionale bron is, extra piekketels omdat er onvoldoende capaciteit is vanuit het ORES of een ander tracé voor de aansluiting op het ORES. De output van het regionale systeem – het integrale bron- en transporttarief geldt op dit niveau als input: de inkoopprijs voor warmte. Bij het referentiescenario

is er geen ORES en wordt alle warmte lokaal per warmtevraagcluster opgewekt – met uitzondering van warmtelevering via het bestaande Vattenfall net.

De discontovoet is een percentage waarmee de waarde van toekomstige kasstromen netto contant gemaakt worden. Dit percentage kan gezien worden als de rendementseis die gesteld wordt aan een project.

Figuur 5 presenteert de samenhang tussen de businesscases van het ORES en die van de warmtevraagclusters. De ORT per warmtevraagcluster is een goede basis voor vergelijking tussen scenario’s, het verdiepen op deelvraagstukken en het ontdekken van mogelijkheden voor optimalisaties.

Figuur 5: impact op transporttarief(€/GJ) van loskoppelen noordelijke en zuidelijke clusters binnen ORES

Figuur 6: Schematische weergave van de samenhang tussen de integrale businesscase van het ORES en de integrale businesscases per warmtevraagcluster.

GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

De gehanteerde rekensystematiek rekent zoals hierboven beschreven de volledige ORT in de warmteketen toe aan de warmtevraagclusters. Bij verder gelijk blijvende uitgangspunten maakt dit een zuiver vergelijk tussen de ORES-scenario’s onderling en met het referentiescenario mogelijk. Een hogere/ lagere ORT per warmtevraagcluster is immers alleen te verklaren door wijzigende variabelen tussen de scenario’s: ofwel door een andere inzet van regionale en/of lokale bronnen, ofwel door andere tracékeuzes voor het ORES. Dit maakte het mogelijk te verdiepen op enkele deelvraagstukken om optimalisaties en noregret tracékeuzes te verkennen.

4. Resultaten De volgende resultaten worden in dit hoofdstuk behandeld: Cumulatieve kosten op regionaal niveau Onrendabele top op regionaal niveau Onrendabele top per warmtevraagcluster Gevoeligheidsanalyse van onrendabele top op regionaal niveau. Verdieping deelvraagstukken

Cumulatieve kosten op regionaal niveau

De cumulatieve kosten voor de scenario’s met het ORES over dertig jaar zijn significant lager dan het 0-scenario. Onderling verschillen de ORES-scenario’s op regionaal niveau beperkt.

Scenario 1-5: De kosten over dertig jaar voor scenario’s 1, 2, 3, 4 en 5 komen elk lager uit dan scenario 0. De investeringen in deze scenario’s zijn hoger vanwege de ontwikkeling van regionale bronnen en de aanleg van het transportnet. Het verschil is te verklaren omdat er in deze scenario’s volop gebruikgemaakt van regionale geothermiebronnen, WLQ+ en buffers. Dit beperkt de noodzaak voor externe inkoop van elektriciteit aanzienlijk, wat resulteert in lagere cumulatieve kosten. Onderling hebben de scenario’s 1 t/m 5 geen significante verschillen op regionaal niveau. Dit komt omdat het grootste deel van investeringen gelijk zijn: warmtebronnen en distributienetten. Een

Wat valt op? • Scenario 0 heeft significant lagere (her)investeringen. • Scenario 4 kent een relatief hoog gas verbruik: dat komt omdat in dit scenario Aardwarmte Rijnland maar beperkt wordt ingezet. • Scenario 1 heeft de laagste elektra-inkoop: in dit scenario zijn de minste lucht-warmtepompen ingezet.

Let op: zowel begrotingen als ORT-bedragen dienen om de scenario’s onderling te vergelijken en zijn niet bedoeld als accurate voorspeller van de daadwerkelijke financiële opgave voor de Leidse regio. Om deze berekeningen te doen is gebruik gemaakt van aannames en kengetallen die zijn opgenomen in de technische bijlage.

Figuur 7 geeft de cumulatieve kosten per scenario weer over dertig jaar. Hierin zijn (her)investeringen en operationele kosten opgenomen die noodzakelijk zijn voor handhaving van het systeem. Het vergelijken van kosten op deze manier laat zien wat de effecten zijn van systeemkeuzes op de totale kosten. Scenario 0: De totale kosten over dertig jaar zijn in dit scenario het hoogst. Hoewel de investeringen in dit scenario het laagst zijn, weegt dit niet op tegen hogere energiekosten ten opzichte van de andere scenario’s. Hoe zit dit precies? In dit scenario worden regionaal bronnen en transportnetten ontwikkeld. Omdat per buurt met lage temperatuur bronnen wordt gewerkt (collectieve luchtwarmtepompen), neemt het elektriciteitsverbruik toe. Dit, en omdat de relatief goedkope WLQ+ maar beperkt wordt ingezet, maakt dat de totale kosten van dit scenario hoger uitvallen dan de ORES scenario’s. Figuur 7: Cumulatieve kosten over 30 jaar

GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

transportnet is in elk scenario noodzakelijk, de verschillen tussen lengtes en diameters zijn klein.

Onrendabele top op regionaal niveau

Deze woningen zijn uitgesloten van de businesscase berekening omdat ze al een aansluiting hebben.

De onrendabele top van ieder ORES-scenario is op regionaal niveau 25%-30% lager dan de onrendabele top van het 0-scenario. Op regionaal niveau zijn de verschillen tussen de ORES-scenario’s beperkt. Figuur 8 laat de gemiddelde onrendabele top per woningequivalent per scenario zien. Voor de ORES-scenario’s is deze gemiddeld € 2.000 euro per woningequivalent lager dan in het 0-scenario. Hoe is het verschil in onrendabele top verklaarbaar? • Overeenkomsten: Investeringen in distributienetten, piek- en back-upvoorzieningen en woningaansluitingen op het niveau van warmtevraagclusters zijn in alle scenario’s gelijk. Deze dragen bij aan de hoogte van de onrendabele top. • Verschillen: In de ORES-scenario’s is daarnaast het integrale bron- en transporttarief dat is berekend een belangrijke factor die bijdraagt aan de hoogte van de onrendabele top. Dit integrale bron- en transporttarief varieert per ORES-scenario en de hoogte ervan is een indicatie van welk scenario meer of minder optimaal is ingericht. In dit tarief zijn immers alle investeringen en exploitatiekosten van regionale bronnen, het regionale transportnet en seizoensopslag meegenomen. • Hoge exploitatielasten in scenario 0: In scenario 0 is géén sprake van een integraal bron- en transporttarief, omdat er in dit scenario immers geen sprake is van investeringen in een regionaal transportsysteem aanvullend op de WLQ+.

De hogere onrendabele top voor scenario 0 is daarom verklaarbaar door de investeringen en hoge exploitatiekosten van alle lokaal gerealiseerde collectieve warmtepompen en piekketels.

GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

Figuur 8: Gemiddelde onrendabele top per woningequivalent per scenario

Resultaten onrendabele top per warmtevraagcluster

De resultaten laten grotere verschillen zien – ook tussen de ORES-scenario’s – op het niveau van de warmtevraagclusters. Figuut 9 laat per cluster het verschil zien tussen de ORT per WEQ voor Scenario 0 en de gemiddelde ORT per WEQ voor de ORES-scenario’s. Wat verklaart de grote verschillen per warmtevraagcluster?De verschillen per warmtevraagcluster zijn vooral te verklaren door cluster specifieke eigenschappen, zoals woningtype en -dichtheid, leidinglengte per aansluiting, warmtevraag per woning en hoeveelheid utiliteit. Het integrale bron- en transporttarief dat per scenario wordt berekend, geldt namelijk als inkooptarief voor alle clusters die gebruik maken van warmte uit het ORES. Iedereen betaalt dus dezelfde prijs voor warmte. De uitzonderingen hierop zijn de woningen die nu zijn aangesloten op het warmtenet van Vattenfall.

Wat valt op bij enkele specifieke warmtevraagclusters? • De Leidse clusters hebben een significant lagere ORT per WEQ dan de clusters van andere gemeenten. Dit komt doordat de warmtevraagdichtheid in Leiden significant hoger is dan in de andere clusters. Hierdoor zijn de kosten per aansluiting lager dan gemiddeld. De wijken in Leiden zijn simpelweg geschikter voor een warmtenet. Dit wordt onderstreept door de uitkomst dat ook in scenario 0 – wanneer lokale bronnen ingezet worden – de ORT per WEQ in Leiden het laagst is. • De ORT per WEQ in Oegstgeest is significant hoger dan in de andere clusters. Ook dit komt door cluster specifieke eigenschappen. Hier geldt juist dat de warmtevraagdichtheid laag is – en daarmee de kosten per aansluiting hoger dan gemiddeld. • Specifiek in Zoeterwoude (cluster 8) is de ORT per WEQ in scenario 3 en 4 net zo hoog als in scenario 0. Dit is te verklaren doordat er in die scenario’s géén ORES verbinding gemaakt wordt met Zoeterwoude, waardoor de warmte lokaal opgewekt moet worden in dit cluster. • Scenario 5 is voor een deel van de warmtevraagclusters niet gunstiger dan scenario 0. Dit is te verklaren door hogere investeringskosten in de transportinfrastructuur. Specifiek in Voorschoten (cluster 7) en Katwijk (cluster 11) komt dit mede door het groter dimensioneren van leidingen om ook de piekvraag te kunnen leveren met de regionale bronnen.

Het netontwerp is in sommige onderdelen van het systeem dus minder optimaal.

Figuur 9: Onrendabele top per woningequivalent per warmtevraagcluster: vergelijking scenario 0 met de gemiddelde uitkomst van de ORES-scenario’s

Figuur 10: Uitkomsten van de ORT per WEQ per scenario warmtevraagcluster

GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

Totale investeringslasten per WEQ voor de verschillende scenario’s en clusters

Let op: zowel begrotingen als ORTbedragen dienen om de scenario’s onderling te vergelijken en zijn niet bedoeld als accurate voorspeller van de daadwerkelijke financiële opgave voor de Leidse regio. Om deze berekeningen te doen is gebruik gemaakt van aannames en kengetallen die zijn opgenomen de technische bijlage.

Gevoeligheidsanalyse

Om de robuustheid van de inzichten te vergroten onderzochten we de volgende drie gevoeligheden: 1) Alternatieve gas- en elektraprijzen 2) De impact van het meenemen van SDE+ subsidie voor de duurzame bronnen en 3) Het wel/niet meenemen van seizoensopslag in het ORES. De uitkomsten zijn gevoelig voor fluctuerende energieprijzen Scenario 0 is gevoeliger voor fluctuerende energieprijzen dan de ORES-scenario’s. Hoe hoger de energieprijzen, hoe groter het verschil in de ORT van de ORES-scenario’s ten opzichte van scenario 0. We vergeleken twee alternatieve scenario’s met het basisscenario: • 20% lager dan in het basisscenario. • 20% hoger dan in het basisscenario. De maximale verkoopprijs voor warmte bleef in deze scenario’s gelijk aan het basisscenario, om de alleen de gevoeligheid op inkoopprijs aan te tonen. De uitkomst van deze analyse is dat scenario 0 gevoeliger is voor fluctuerende energieprijzen dan de ORES-scenario’s. Dit is verklaarbaar doordat in dit scenario veel elektriciteit en gas als input gebruikt wordt om de geleverde warmte op te wekken – alle warmte wordt immers lokaal opgewekt met warmtepompen en piekketels. Dit maakt scenario 0 gevoeliger voor fluctuaties.

Figuur 11: Het referentie scenario S0 is gevoeliger voor ontwikkeling van energieprijzen dan de ORES-scenario’s

Let op: zowel begrotingen als ORT-bedragen dienen om de scenario’s onderling te vergelijken en zijn niet bedoeld als accurate voorspeller van de daadwerkelijke financiële opgave voor de Leidse regio. Om deze berekeningen te doen is gebruikgemaakt van aannames en kengetallen die zijn opgenomen in de technische bijlage.

GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

Weglaten subsidie voor regionale bronnen heeft een negatieve impact In de initiële vergelijking tussen de businesscases van scenario 0 en de ORES-scenario’s is een exploitatiesubsidie meegenomen voor de regionale bronnen, vergelijkbaar met de werking van de SDE++ regeling. Hiervoor is gekozen omdat er anders een irreëel verschil zou ontstaan tussen de inkoopprijs van warmte vanuit WLQ+ - welke een dergelijke subsidie ontvangt – en de regionale bronnen – waarvoor deze subsidie nog onzeker is. De toekomstige insteek van de regeling is onduidelijk door de sterk gestegen energieprijzen. Daarom is gekozen voor een exploitatiesubsidie met een werking die vergelijkbaar is aan de SDE++ regeling. In de technische bijlage zijn de onderliggende uitgangspunten die hieraan ten grondslag liggen nader toegelicht. Deze subsidie geldt niet voor de collectieve warmtepompen in scenario 0, omdat de gehanteerde COP te laag is om in aanmerking te komen voor de subsidie. De regeling heeft dus alleen een positief effect op de ORES-scenario’s. Omdat de invulling en toekenning van een dergelijke subsidie onzeker is, is de impact onderzocht van het weglaten van deze subsidie. Het weglaten van een exploitatiesubsidie verhoogt de ORT van de ORESscenario’s ten opzichte van scenario 0. Het verschil in ORT ten gunste van de ORES-scenario’s halveert van € 4.000 euro per WEQ naar € 2.000 euro per WEQ.

Figuur 12: Impact van het weglaten van SDE++ subsidie op de ORT per WEQ

Let op: zowel begrotingen als ORT-bedragen dienen om de scenario’s onderling te vergelijken en zijn niet bedoeld als accurate voorspeller van de daadwerkelijke financiële opgave voor de Leidse regio. Om deze berekeningen te doen is gebruikgemaakt van aannames en kengetallen die zijn opgenomen in de technische bijlage.

GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

Een systeem zonder seizoensopslag verlaagt de ORT, maar verhoogt het gasverbruik Het bepalen van de impact van het weghalen van de seizoensopslag op de businesscase is gedaan door te vergelijken hoeveel exploitatiesubsidie er nodig is met en zonder de seizoensopslag. Dit was de beste manier om dit te vergelijken, omdat het principe van de meegenomen exploitatiesubsidie het integrale brontarief gelijktrekt en de seizoensopslag onderdeel was van dit integrale brontarief. Het verschil in benodigde exploitatiesubsidie geeft daarmee aan welke situatie een hogere ORT kent. Het weghalen van de seizoensopslag uit de ORESscenario’s verlaagt de benodigde exploitatiesubsidie van de ORES-scenario’s significant, met gemiddeld €350 miljoen euro per scenario. In scenario 0 was geen sprake van seizoensopslag, dus hier is geen effect in de businesscase. De seizoensopslag is toegevoegd aan het ORES om het systeem zo duurzaam mogelijk te maken. Seizoensopslag maakt optimale benutting van energiebronnen mogelijk en minimaliseert het gasverbruik voor piekketels. Het vraagt echter ook forse investeringen. Wat valt op: • In scenario 1 is de verlaging van de benodigde exploitatiesubsidie door het weghalen van de seizoensopslag het grootst.

Dit is te verklaren door de robuustheid van het ontworpen systeem: de ‘dubbele ring’ maakt optimale verdeling van warmte mogelijk, waardoor relatief veel warmte vanuit WLQ+ geleverd kan worden (zowel via oost als west) en relatief weinig additioneel lokaal geplaatste warmtepompen en piekketels nodig zijn. • In scenario 4 is de verlaging van de ORT door het weghalen van de seizoensopslag het kleinst. De verklaring hiervoor is dat in dit scenario al fors minder opslagcapaciteit was meegenomen, omdat in het noordelijk cluster ook de pieklast volledig is gedekt met geothermie warmte.

GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

•

:

De besparing aan benodigde exploitatiesubsidie per ORES-scenario is gemiddeld €350 miljoen euro. Dit is een factor drie hoger dan de benodigde investeringen om deze seizoensopslag te realiseren. Dit laat zien dat de seizoensopslag een forse onrendabele top kennen. Het weghalen van de seizoensopslag verlaagt dus de ORT van ORES en is daarmee een mogelijke optimalisatie.

Figuur 13: Impact van het weglaten van SDE++ subsidie op de ORT per WEQ Let op: zowel begrotingen als ORT-bedragen dienen om de scenario’s onderling te vergelijken en zijn niet bedoeld als accurate voorspeller van de daadwerkelijke financiële opgave voor de Leidse regio. Om deze berekeningen te doen is gebruikgemaakt van aannames en kengetallen die zijn opgenomen in de technische bijlage.

5. Ontwerpkeuzes transportnet Met de clusterresultaten worden de ontwerpkeuzes van transportleidingen van het ORES-ontwerp getoetst. De volgende vraagstukken zijn hiervoor onderzocht: • • •

Is een verbinding tussen noordelijke clusters en zuidelijke clusters zinvol? Is een verbinding tussen Voorschoten en Leiden Zuid-West zinvol? Is een zuidelijke verbinding naar Zoeterwoude en Leiderdorp zinvol?

Een verbinding tussen noordelijke clusters en zuidelijke clusters is zinvol De noordelijke clusters van Katwijk en Oegstgeest liggen geografisch het verst weg van het WLQ+ leidingtracé. De zuidelijke clusters Voorschoten, Leiden, Zoeterwoude en Leiderdorp liggen geografisch juist het verst weg van de potentiële geothermische bronnen in het noorden van de regio. Met de verbinding tussen bronnen worden de afzetgebieden van deze bronnen in potentie groter. Levert dit systeemvoordelen en kostenvoordelen op voor de bewoners van de regio? In scenario 3 en 4 is géén verbinding opgenomen tussen de noordelijke en zuidelijke clusters. We splitsen de businesscases van het ORES in deze scenario’s tussen een noordelijk en zuidelijk cluster. Hiervoor berekenden we het transporttarief – onafhankelijk van de bronkosten. Dit leidt tot het inzicht dat een verbinding tussen noord en zuid inderdaad zinvol is: •

In beide scenario’s is het verschil tussen transporttarief voor de noordelijke en zuidelijke clusters significant. In beide scenario’s is het transporttarief voor de noordelijke clusters hoger dan voor de zuidelijke clusters. Dit is te verklaren doordat er in de zuidelijke clusters relatief minder transportleidingen nodig zijn om clusters aan te sluiten, aangezien het grootste deel van de warmte

GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

•

getransporteerd wordt via de WLQ+ en bestaande VF-leidingen. In scenario 3 is het verschil kleiner dan in scenario 4. Dit is te verklaren doordat in scenario 3 een relatief groot transportnet in het noordelijk cluster gerealiseerd wordt met een significante afname. In scenario 4 is de afzet van warmte in de noordelijke clusters zeer beperkt, maar wordt hier wel een aanzienlijke transportleiding voor gerealiseerd. Dit maakt het transporttarief voor de noordelijke clusters in scenario 4 fors hoger.

Uit deze analyse valt te concluderen dat een verbinding tussen noordelijke en zuidelijke clusters zinvol is voor de noordelijke clusters. Het transporttarief voor het totale systeem is immers significant lager dan voor alleen de noordelijke leidingen. Voor de zuidelijke clusters verhoogt een dergelijke verbinding de kosten van het transporttarief minimaal. Een kwalitatief voordeel van een verbinding voor de zuidelijke clusters is dat dit de levering van geothermie warmte uit het noorden mogelijk maakt.

Geen verbinding tussen noodelijke en zuidelijke clusters

Figuur 15: Impact op transporttarief van loskoppelen noordelijke en zuidelijke clusters binnen ORES

Noordelijke en zuidelijke clusters verbonden

Een verbinding tussen Voorschoten en Leiden ZuidWest is zinvol In diverse scenario’s is een verbinding tussen de clusters Voorschoten en Leiden Zuid-West voorzien. Deze verbinding heeft twee functies: 1) het afzetten van warmte geproduceerd in de geothermie doubletten die zijn geprojecteerd in Voorschoten en 2) het leveren van WLQ+ warmte aan de clusters Voorschoten en Leiden Zuid-West. De verbinding tussen Voorschoten, WLQ+ en Leiden Zuid-West kost € 22 tot € 25 miljoen euro, afhankelijk van de dimensionering. Het realiseren van deze verbinding lijkt een no-regret keuze. Hier zijn verschillende kwalitatieve en kwantitatieve argumenten voor: • •

•

• •

Leiden Zuid-West is een van de eerste clusters waar warmtelevering gevraagd is. De verbinding tussen WLQ+ en Leiden Zuid-West zorgt voor een gelijk speelveld in de aanbesteding die Leiden wil starten. Bij de alternatieve aansluiting op WLQ+ in scenario 5 is dit gelijke speelveld minder zeker. De verbinding tussen WLQ+ en Voorschoten stelt Voorschoten in staat om warmtekavels te ontwikkelen doordat warmte beschikbaar is vanuit WLQ+. Eén uitkoppelpunt zou volstaan voor beide warmtevraagclusters. Dit is kosteneffectief. De verbinding tussen Voorschoten, WLQ+ en Leiden Zuid-West maakt de ontwikkeling van geothermie bronnen in Voorschoten mogelijk door voldoende afzet te creëren. Alleen Voorschoten is een relatief klein afzetgebied voor de geprojecteerde bronnen.

Een vervolgvraag voor verdere verdieping is of deze verbinding onderdeel dient te zijn van een regionaal transportsysteem.

GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

Een zuidelijke verbinding naar Zoeterwoude en Leiderdorp is zinvol Zoeterwoude en Leiderdorp liggen geografisch het verst weg van de potentiële regionale bronnen die in deze studie zijn meegenomen. Specifiek voor het cluster Leiderdorp geldt daarnaast dat de uitbreidingspotentie vanuit het bestaande warmtenet van Vattenfall beperkt is tot de capaciteit die de bestaande primaire leiding kan leveren. Een verdiepingsvraag voor deze twee clusters is daarom: is het zinvol om een ORES-verbinding naar Zoeterwoude en Leiderdorp te realiseren, zodat ook hier warmte uit regionale bronnen geleverd kan worden? Uit de verdieping op dit deelvraagstuk volgt dat voor zowel Zoeterwoude als Leiderdorp een zuidelijke verbinding meerwaarde biedt: Figuur 16: Verbinding tussen Voorschoten en Leiden Zuid-West, met een verbinding met de WLQ+ voor de uitkoppeling van warmte.

•

•

Voor Leiderdorp is de ORT per WEQ significant lager in Scenario 1 dan in de andere ORES scenario’s. Dit is het enige scenario waarbij Leiderdorp zowel via het warmtenet van Vattenfall als via een verbinding aan de zuidkant voorzien wordt van warmte. Dit maakt dat er minder lokale collectieve warmtepompen en piekketels nodig zijn om Leiderdorp van warmte te voorzien. Voor Zoeterwoude is de ORT per WEQ significant hoger in de ORES-scenario’s waar géén verbinding met het ORES wordt gemaakt, dan in de scenario’s waar deze verbinding er wel is. Zoeterwoude valt in deze situaties terug op de oplossing in het referentiescenario: lokale collectieve warmtepompen en piekketels.

Een vervolgvraag voor verdere verdieping is welk tracé optimaal is om deze verbinding te realiseren. In de ORES-scenario’s zijn drie mogelijkheden opgenomen: • Het doortrekken van de WLQ+ (scenario 1). Het voordeel van dit ontwerp is dat warmtelevering aan Alphen a/d Rijn via deze route ook mogelijk wordt. Een verdiepingsvraag is of GasUnie bereid is deze verbinding te realiseren. Een alternatief is om het onderdeel te maken van ORES. • Het doortrekken van de verbinding Voorschoten - Leiden Zuid-West (scenario 2). Het voordeel van dit ontwerp is dat het de afzetmogelijkheden voor geothermie warmte in Voorschoten verder vergroot. Het nadeel van dit ontwerp is dat de transportleiding door dicht gebouwde omgeving loopt. Een verdiepingsvraag is of dit wenselijk en realiseerbaar is. • De verbinding van scenario 5, waarbij géén verbinding met Voorschoten is gemaakt, maar juist een verbinding met het aanlandpunt van de WLQ+. Ook dit ontwerp gaat door de gebouwde omgeving van Leiden Zuid-West heen. Daarnaast beperkt dit ontwerp de afzetmogelijkheden voor geothermie warmte vanuit Voorschoten. Tot slot is deze route niet verenigbaar met een verbinding tussen Voorschoten en Leiden Zuid-West. Ook hiervoor geldt daarom de verdiepingsvraag of dit een wenselijk en realiseerbaar tracé is.

Figuur 17: De ORT per scenario per WEQ voor de warmtevraagclusters Leiderdorp en Zoeterwoude. Dit laat zien dat de scenario’s met een verbinding leiden tot de laagste ORT.

Verbinding scenario 1 Verbinding naar Zoeterwoude en Leiderdorp: doortrekken van de WLQ+ leiding ten oosten van Leiden.

Verbinding scenario 2 Verbinding naar Zoeterwoude: doortrekken van Leiding Voorschoten – Leiden Zuid West door Leiden.

Verbinding scenario 5 Verbinding naar Zoeterwoude: regionaal transportnet vanuit Noordelijke geothermiebron door Leiden. Seperate verbinding Voorschoten – WLQ+.

GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

6.Duurzaamheid De CO2-uitstoot van het systeem wordt bepaald door de verdeling van gebruikte bronnen per scenario. Elektriciteit Geothermie, aquathermie en lucht-warmtepompen gebruiken allemaal elektriciteit om de temperatuur op te waarderen. Daarnaast is er elektriciteit voor de verschillende transportpompen nodig in het systeem. In bepaling van de uitstoot van elektriciteit is uitgegaan gemiddelde waarde van 2025 tot 2035 uit de KEV. Dit is 0.12 kg CO2/KwH. De elektriciteitsmix wordt op termijn nog beter. Echter is dit erg afhankelijk van het moment van de piekvraag en de beschikbaarheid van duurzame elektra. Dit kan verbeterd worden met buffers en slimme regeltechniek, of een directe koppeling met een elektriciteitsbron.

Wat valt op? • Scenario 0 heeft een hoog gas- en elektraverbruik. In dit scenario worden op de meeste plekken luchtwater warmtepompen ingezet. Dit vraagt een hoog elektriciteitsverbruik. In de wintermaanden wordt de piekvraag grotendeels door piekketels voorzien. Dit zorgt voor een hoog gasverbruik. • Scenario’s 1 tot en met 5 hebben een laag gasen elektraverbruik. Door het gebruik van hoge temperatuur bronnen is er relatief weinig elektriciteit nodig voor opwaardering van de warmte. De seizoensbuffers zorgen er bovendien voor invulling van de piekvraag in de wintermaanden, hierdoor wordt het gasverbruik geminimaliseerd.

De verschillende systemen kennen elk een ander elektriciteitsgebruik en de emissie varieert daarom: geothermie: 2,2 kg CO2/GJ; aquathermie: 11,1 CO2/GJ; lucht-water warmtepompen: 16,6 CO2/GJ. Aardgas Voor piekopwekking wordt aardgas verbruikt in de verschillende piekketels in het systeem. De CO2 uitstoot per GJ is 56,4 CO2/GJ. Ook de gasvoorraad zal in de toekomst duurzamer worden door bijmenging groengas en inzet van waterstof. Omdat er momenteel nog te veel onzekerheden rond de ontwikkelsnelheid en verdeelstrategie voor duurzame gassen bestaan, is uitgegaan van het huidige emissiegetal voor gas.

Figuur 19: Energiebronnen en CO2 Emissies

WLQ+ De emissie van WLQ+ is s 3,3 CO2/GJ en wordt bepaald door benodigde elektriciteit voor uitkoppeling en transport. In figuren 19 en 20 zijn de energieverbruiken van de verschillende scenario’s opgenomen en de bijbehorende emissies. Figuur 20: CO2 Emissies zonder seizoensbuffer GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

•

•

Scenario 4 heeft een hoger gasverbruik dan andere ORES-scenario’s. Dit komt omdat Aardwarmte Rijnland maar in een beperkt gebied wordt ingezet. Deze bron en de seizoensbuffer werken daarom niet mee in de piekvoorziening van het grootste deel van het gebied. In de wintermaanden wordt de piekvraag daarom op veel plekken door piekketels voorzien. Dit zorgt voor een hoog gasverbruik. Systeem zonder seizoensbuffers verhoogt gasverbruik aanzienlijk. Wanneer géén gebruik wordt gemaakt van seizoensbuffer, wordt de piekvraag in alle scenario’s grotendeels door piekketels ingevuld. Dit geldt voor alle ORESscenario’s (1, 2, 3, 4 en 5).

7. Elektriciteitsbelasting en praktische impact

Figuur 21: Netbelasting scenario 0 (MW)

Elektrificatie van de warmtevraag zorgt voor een hogere belasting op het elektriciteitsnet en vergroot de opgave voor duurzame opwek (zonnevelden en windmolens). Scenario 0 vraagt verreweg de meeste netcapaciteit in verband met het grote aantal buurtwarmtepompen en is daarmee onhaalbaar binnen de huidige investeringsplannen van Alliander. Impact scenario 0 Dit scenario heeft een vermogensvraag die vele male hoger is dan opgenomen in het investeringsplan van Alliander 2022 – 2032. Dit zal leiden tot netcongestie voor grootverbruikers en is waarschijnlijk ook beperkend voor nieuwbouw in de regio. Alliander geeft aan dit te zien als onhaalbaar scenario met oog op enerzijds ruimtegebruik van boven- en ondergrond en anderzijds uitvoerbaarheid ten gevolge van schaarste materialen en uitvoeringskracht. Daarom adviseert zij andere warmtebronnen te gebruiken die de regio ter beschikking heeft. Concrete impact van dit scenario: • Minimaal 2 nieuwe 50kV onderstations, kosten 20 miljoen exclusief grondaankoop. • 45 extra middenspanningsruimten moeten bovengronds in woonwijken worden geplaatst., kosten c.a. 11 miljoen euro. • Benodigde grond onderstations: 2 voetbalvelden per station. • Omvang middenspanningsruimten: 30 m2 per ruimte • Doorlooptijd: ongeveer 7 – 10 jaar vanaf 2026 (Voorwaarde: geen schaarste in arbeidskrachten).

• Er dienen daarnaast kabel tracés getrokken te worden vanuit deze onderstations richting de wijken waar stroom gevraagd wordt. Dit betekent dat de straten open moeten om dit te realiseren. • Benodigde elektriciteitsopwekking ten behoeve van warmte: 36 windturbines of 714 hectare zonnevelden (versus 12 windturbines of 242 hectare zonnevelden in scenario’s 1-5 gemiddeld) GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

Figuur 22: Netbelasting scenarios 1-5 (MW)

8. Conclusies en advies Is ORES een betere warmtevoorziening ten opzichte van zelfstandige, lokale ontwikkeling van warmtenetten? Vanuit het oogpunt van kosten, duurzaamheid en ruimtelijke impact biedt het ORES voordeel ten opzichte van lokale warmtenetten op basis van luchtwarmtepompen. De reden hiervoor is dat grootschalige hoge temperatuurbronnen als geothermie en WLQ+ op grote schaal worden benut. Dit verlaagt de benodigde inkoop van elektriciteit en gas, wat kosten en CO2 uitstoot vermijdt. Een lager elektriciteitsverbruik vermindert bovendien de druk op de netinfrastructuur. Hoe zou het ORES eruit moeten zien? Een regionaal transportnet verbindt beschikbare bronnen: geothermie, WLQ+ en aquathermie. In de verschillende wijken wordt deze warmte via een distributienet geleverd aan gebouwen. Hiervoor zijn verschillende configuraties mogelijk die op regionaal niveau min of meer dezelfde resultaten opleveren. Kijkend naar de verschillende clusterresultaten, zijn de volgende verbindingen in elk geval zinvol: • • •

Een verbinding tussen noordelijke clusters en zuidelijke clusters Een verbinding tussen Voorschoten en Leiden ZuidWest Een zuidelijke verbinding naar Zoeterwoude en Leiderdorp

Levert het ORES een kostenvoordeel op ten opzichte van zelfstandige, lokale warmtenetten? Op regionaal niveau leveren alle doorgerekende ORESscenario’s een significant voordeel op ten opzichte van lokale warmtenetten. De belangrijkste reden hiervoor is dat hoge temperatuurbronnen efficiënt benut worden in de regio en er minder elektriciteits- en gasinkoop nodig is. Onderling verschillen in kosten en daarmee de onrendabele top van het ORES voor de verschillende

GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

clusters. Een groot deel van de investeringen ligt in het aanleggen van de distributienetten, die is in ieder scenario gelijk, ook zonder ORES. Tussen de clusters variëren de kosten voor deze distributienetten aanzienlijk vanwege verschillende type bebouwing. Dit is dan ook bepalend voor de onrendabele top per cluster. Verder zijn bepalend de verschillende ontwerpen van het transportnet en de daaraan gekoppelde transporttarieven en brongebruik per cluster. Is het ORES duurzamer dan lokale, zelfstandige systemen? Het ORES zorgt voor minder CO2-emissies dan lokale warmtenetten op basis van lucht-warmtepompen. De reden hiervoor is dat het systeem efficiënt gebruikmaakt van hoge temperatuur warmtebronnen en minder elektriciteit en aardgas verbruikt.

Advies

Wij adviseren om de komende tijd een governanceen tariefstructuur en groeistrategie van het systeem te bepalen vóór verdere technische optimalisaties te verkennen. ORES als “eindplaatje” is een logische keuze met oog op kosten, CO2-emissie en ruimtelijke impact. Er zijn echter verschillende toekomstscenario’s mogelijk, met meer/ minder aangesloten bronnen en wijken op dit netwerk. In werkelijkheid zal dit systeem in tussenstappen ontwikkeld worden waarbij rekening wordt gehouden met verschillende mogelijke eindbeelden. Om nú stappen te zetten - en om huidige ontwikkelingen met dit eindbeeld in lijn te brengen - zijn afspraken tussen gemeenten en lokale partners nodig om te bepalen binnen welke kaders zij een dergelijk systeem willen ontwikkelen. Dit zijn kaders die nu ontbreken, terwijl ontwikkelingen van systemen in bepaalde clusters al in volle gang

zijn. Bovendien geldt vanaf 2026 de verplichting om (hybride) warmtepompen te installeren bij vervanging CV-ketels. Het tijdig aanwijzen van kavels, concretiseren van aanbod en werken naar Wijkuitvoeringsplannen is daarom van belang. Vervolgvragen organisatie Deze studie is uitgevoerd zonder invulling van een governance- en tariefsstructuur van het ORES. Hiervoor zijn afspraken nodig tussen gemeenten, WLQ+, Vattenfall en ontwikkelaars van geothermiebronnen. •

• •

Welke organisatievorm past bij dit regionale warmtenet? Is het wenselijk om een netwerkbedrijf die het ORES-transportnet beheert aan te wijzen, los van een of meerdere lokale warmteaanbieders? Welke rol willen gemeenten in de ontwikkelingen spelen? Is het logisch om één (publieke) partij aan te wijzen om deze ontwikkeling te trekken? Hoe willen partijen omgaan met verschillen in kosten maar ook risico’s tussen clusters? Is het logisch om kosten te socialiseren en zo ja vallen hier bijvoorbeeld ook distributiesystemen onder die sterk verschillen per cluster én erg bepalend zijn?

Vervolgvragen groeistrategie Formuleren van een groeipad, rekening houdend met: • Vrijheidsgraden/onzekerheden voor aansluiting van wijken en ontwikkeling van bronnen. • Opdeling in kavels/deelprojecten waarbinnen investeringen bron- en infra uit kunnen. • Volgend op organisatievraagstuk: proces definiëren rond selectie exploitant/netbeheerders, bepaling tarieven op deelprojecten. Momenteel zijn een aantal deelontwikkelingen in de regio gaande: 1. Ontwikkeling geothermiebon Aardwarmte Rijnland; 2. Ontwikkeling van warmtenet in Leiden Zuid West; 3. De mogelijkheid bestaat om het Vattenfall transportnet te verzwaren ten behoeve van afgiftecapaciteit in Leiderdorp en/of Zoeterwoude. Hoe zorgen we dat keuzes voor deze lokale systemen stroken met het potentiële ORES? Welke “no-regret” keuzes kunnen we voor huidige ontwikkelingen identificeren en wat is er nodig voor lokale partijen om hieraan te voldoen?

GV22019 – Open Regionaal Energiesysteem ORES

Open Regionaal Energiesysteem voor de Leidsche regio Technische bijlage Auteurs: John Boon (Greenvis), Lukas Verhaaf (Greenvis) en Roy Hendriks (Fakton Energy)

Inhoud Rekenmethodiek en uitgangspunten

2

Opzet

2

Introductie WarmingUp designtoolkit

3

Aanbod en vraag specificeren

4

Systeemontwerp op hoofdlijnen

9

Simulatie

13

Resultaten simulatie

14

Variant zonder seizoenbuffers

19

Kengetallen

21

Uitgangspunten Businesscase

24

Resultaten regioniveau

32

Resultaten clusteranalyse

36

GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen

2

Rekenmethodiek en uitgangspunten In deze studie zijn verschillende scenario’s voor een open regionaal energiesysteem (ORES-scenario’s) vergeleken met een basisscenario van lokale warmtenetten. Dit hoofdstuk beschrijft de methodiek en uitgangspunten van de studie.

Opzet In de studie is gezocht naar een optimale inzet van regionale bronnen. Hiervoor zijn vijf verschillende transportnetten ontworpen voor de regio (scenario’s). Verschillen in de scenario’s zijn: ●

Mate van verbinding en routing tussen bronnen en afzetgebied, en ten gevolge: o Mogelijkheid van inzetbaarheid van meerdere bronnen voor gebieden. o Het benodigd aandeel warmtepompen en piekvoorziening, en ten gevolge de inkoop van elektriciteit en gas. o Specifieke inzet van verschillende bronnen en buffers.

Optimale broninzet per scenario In elk scenario wordt onder de beschikbare bronnen voor dat scenario geoptimaliseerd naar duurzaamheid. Hierin krijgen het gebruik van geothermie, aquathermie en WLQ+ voorrang ten opzichte van buurtwarmtepompen en als laatste de (met gas opgewekte) piekvoorziening. Warmte die niet door regionale bronnen wordt voorzien, wordt door buurtwarmtepompen en piekketels voorzien.

Tools en datastroom project In deze studie worden verschillende tools en programma´s gebruikt. In de eerste fase zal al het reken- en simulatiewerk plaatsvinden. Centraal hierin staat de WarmingUp designtoolkit vanuit het collectief WarmingUp. Hierin wordt het warmtenet van de verschillende scenario´s gesimuleerd. Voor het simuleren moeten de nodige parameters en gegevens combineert worden. Zoals het aanbod van de warmtebronnen, infrastructuur van het primaire net en warmtevraag van de clusters. De benodigde vermogens van de cluster is bepaald met behulp van de tools van Greenvis. In de WarmingUp designtoolkit wordt de inzet van de bronnen en de lengtes en debieten van de leidingen bepaald. De leidingnetten binnen de clusters, ook wel de secundaire netten, zijn voor de volledige scope ontworpen en doorgerekend met de Greenvis QGIS tools. De output hiervan zijn de diameters en lengtes die vervolgens worden gebruikt als input voor de begroting. Door deze gegevens te combineren met de kengetallen vanuit Greenvis kan de OPEX, CAPEX en CO2-uitstoot voor elk scenario bepaald worden. Deze resultaten zijn vervolgens door Fakton verwerkt in een businesscase waarin de fasering, volloop en het verkooptarief meegenomen worden. In figuur 1 is een overzicht van de gebruikte tools en datastromen weergegeven.

Methodische stappen De methodiek bestaat uit vijf stappen: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Aanbod en vraag specificeren Systeemontwerp op hoofdlijnen Invoeren parameters in WarmingUP tool Simuleren en resultaten verwerken Kostenbegroting en emissieberekening Uitwerking businesscases op clusterniveau

GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen

Figuur 1 Tools en datastroom project

3

Introductie WarmingUp designtoolkit De WarmingUp designtoolkit is een softwarepakket ontwikkeld door het collectief WarmingUP. Dit pakket helpt ontwikkelaars en ontwerpers van toekomstbestendige warmtenetten. De grote toevoeging van de toolkit is het dynamisch doorrekenen van het systeem waarin verschillende bronnen en afnemers gecombineerd worden. Het gebruik van de toolkit bestaat uit drie stappen, zie figuur 2. Het ontwerpen, simuleren en weergeven van de resultaten.

Figuur 2 Stappen designtoolkit 1. Ontwerpen van een netwerk In stap 1 wordt het warmtenet getekend en worden de bijbehorende systeemonderdelen toegevoegd. Dit vindt plaats in de ESDL-Mapeditor. Hierin kan een warmtenet aan de hand van drag-and-drop componenten in een geografische kaartomgeving getekend worden, zoals weergegeven in figuur 3. Dit bestaat uit bronnen, opslagsystemen, hydraulische scheidingen en de hoofdcomponenten van het leidingnet.

2. Simuleren en optimaliseren Na het tekenen van het netwerk kan het dynamisch gesimuleerd worden. Hiermee krijgt de ontwerper een beter beeld van wat er fysisch in het systeem gebeurt. Het simuleren vindt plaats in het Computational Framework (CF) en het doorrekenen wordt door rekenkernen CHESS en WANDA gedaan. Hiervoor zijn ontwerpparameters nodig, een aantal nodige parameters zijn bijvoorbeeld: ● Aanvoer en retour temperatuur bronnen en afnemers ● Warmtevraagprofielen van de clusters ● Inzetprofiel van de bronnen, inclusief vermogens ● Opslagcapaciteit van buffers ● Prioriteit tussen de verschillende bronnen ● Tijdstappen waarin gesimuleerd wordt 3. KPI’s bekijken De toolkit vertaalt de resultaten uit de simulatiestap naar key performance indicators. Hierin worden de CO2-uitstoot, CAPEX, OPEX en toekomstbestendigheid van het gesimuleerde netwerk weergegeven. Begrenzing WarmingUp designtoolkit voor ORES Een nadeel van het gebruik van de toolkit, ten opzichte van Greenvis tools, is dat veel berekeningen en keuzes onder de motorkap verborgen blijven. Om ervoor te zorgen dat de verkregen informatie controleerbaar, aanpasbaar en begrijpbaar blijft, wordt de toolkit niet gebruikt voor het vertalen van de resultaten van de simulatie naar de CO2-uitstoot, DN-maten, CAPEX en OPEX. Dus stap één en twee worden gevolgd, maar stap drie binnen deze studie niet.

Inzet WarmingUp designtoolkit voor ORES Het belangrijkste resultaat uit de designtoolkit is de inzet van de bronnen. Aan de hand van deze resultaten wordt bepaald hoeveel energie elke bron levert. Hiermee worden vervolgens de inkoopkosten en CO2-uitstoot van deze bron bepaald. Het maximale vermogen dat een bron levert, wordt gebruikt om de benodigde grootte van de desbetreffende warmtebron te bepalen en dimensionering van leidingen in DN-maten te bepalen.

Figuur 3 ESDL-Mapeditor

GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen

4

Aanbod en vraag specificeren Piekvraag De vermogensvraag per pand is bepaald met behulp van interne Greenvis tools. Deze maken gebruik van energielabels, bouwjaar, type woning/pand en oppervlakte en vergelijkt dit met het daadwerkelijke gasverbruik. De uitkomst is een totale vermogensvraag op basis van centrale verwarming en tapvraag. Voor elk cluster wordt de piekvraag ingevoerd waarna de warmtevraag voor elke simulatiepunt bepaald wordt. De piekvraag is gebaseerd op een toekomstige situatie waarbij de panden minimaal energielabel D hebben. Bij label D kunnen de woningen goed op een temperatuur van 70 graden verwarmd worden en een retourtemperatuur van 40 graden is daarbij haalbaar. Warmteprofiel Binnen deze studie zijn 11-vraagclusters opgesteld. Om ervoor te zorgen dat de doorrekening dynamisch is, moet een warmteprofiel over een jaar meegenomen worden. Het profiel dat aan de clusters gekoppeld is, is een profiel afkomstig uit de designtoolkit. Het profiel is gebaseerd op meetdata van een groot bestaand warmtenet. Hierdoor is het representatief voor de scope van deze studie. De pieken van de warmtevraagprofielen zijn geschaald naar de eerder bepaalde maximale vermogensvraag per cluster.

Het gebruikte profiel is in het figuur 4 weergegeven. De start op 0 uur is 1 januari, en het einde op 8760 uur 31 december.

Figuur 5 Warmtevraag profiel van één dag De meetpunten van het profiel in figuur 5 zijn op uurbasis. Om de rekentijd van een simulatie werkbaar te houden is ervoor gekozen om de simulatie op dagbasis uit te voeren. Om steeds hetzelfde moment op de dag te sampelen kan een verkeerd beeld geschetst worden over de warmtevraag. Dit kan te groot of te klein worden. Daarom wordt met een gemiddelde van de gehele dag gerekend. Dit is in het onderstaande figuur weergegeven. Door het gebruik van een gemiddelde worden de pieken wat ingedempt. Dit is een onvermijdelijke consequentie. De invloed van deze indemping zal klein zijn voor de dimensionering van het systeem. De piekvraag in de simulatie is nu ongeveer 20% kleiner, maar zoals later wordt toegelicht zullen de dag/nacht buffers door gebruik te maken van gemiddelde warmtevraag per dag bijna geen rol spelen in de simulatie. Deze buffers zouden een vergelijkbaar vermogen leveren. Hierdoor wegen deze factoren tegen elkaar uit.

Figuur 4 Warmtevraag profiel van één jaar

GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen

Overigens geldt wel dat de totale warmtevraag (oppervlakte onder de grafiek) wel gelijk blijft. Voor elk cluster wordt de piekvraag ingevoerd waarna de warmtevraag voor elke simulatiepunt bepaald wordt, zie tabel 1.

5

Tabel 1 Piekvraag per cluster (in kW) C1

C2

C3

C4

C5

C6

C7

C8

C9

C10

C11

10140

58680

61200

63600

48820

44330

40170

20510

79460

4580

24950

In het netwerk wordt ook seizoensopslag gesimuleerd. Deze buffers worden in de lente/zomer opgeslagen om in de herfst/winter in te kunnen zetten. Maar de profielen beginnen op 1 januari, dus nog midden in de winter. Dit zou dus betekenen dat de buffers leeg zijn aangezien de simulatie net begonnen is. Hierdoor verliezen de buffers een grote inzetcapaciteit. Daarom is ervoor gekozen om de start van de simulatie met één seizoen (2190 uur) vooruit te schuiven. Totale warmtevraag over het jaar De totale warmtevraag over het jaar is geen inputparameter, maar een resultante van de vermogensvraag en de verbruikscurve. De curve geeft als resultante een warmtevraag van 24 GJ per woning. Dit is lager dan energievraag die Overmorgen ingeschat heeft op basis van huidige labels en besparingspotentie (27 GJ). De werkelijke toekomstige energievraag is lastig te voorspellen, onder andere door een aanzienlijke foutmarge tussen voorlopige en vastgestelde labels – maar wij houden er rekening mee dat 24 GJ een lichte onderschatting is van de werkelijke vraag. Binnen deze studie hebben wij echter besloten om bij de bepaalde vermogensvraag en de verbruikscurve te blijven, vanwege de volgende redenen: • De verbruikscurve komt vanuit werkelijke data en geeft informatie op uurniveau, wat belangrijk is voor dynamische modellering van brongebruik en buffers.

Er is nu geen curve voorhanden in het toolkit die dit beter weergeeft. • De piekvermogensvraag “naar boven schalen” heeft een onrealistisch effect op dimensionering van bronnen en leidingen. Overzicht piekvraag, temperatuur en aansluiting clusters Figuur 6 geeft de verschillende type clusters weer.

GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen

Figuur 6 Type clusters De volgende temperatuurregimes zijn aangehouden: • WLQ+ en Vattenfall transportleiding: aanvoer 120°C, retour 70°C. • Aftakkingen WLQ+ leiding naar individuele clusters: aanvoer 90 °C, retour 50 °C. • MT-netten (geothermie): aanvoer 75°C, retour 50°C. Op de volgende pagina, tabel 2, is per cluster (en deelclusters) een overzicht weergegeven van de piekvraag, de temperaturen en waarop deze clusters zijn aangesloten.

6

Tabel 2 Totaaloverzicht aansluiting clusters voor elk scenario

GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen

7

Warmteaanbod Het warmteaanbod verschilt voor de verschillende scenario’s. In tabel 3 is hiervan een overzicht gegeven.

Tabel 4 COP-warmtepompen bij de bronnen

Tabel 3 Overzicht warmtebronnen per scenario

Warmtepomp bij bron

COP

Geothermie shell

20,9

Geothermie 1 & 2

14,9 en 20,9

Aquathermie

3,0

Lucht water warmtepompen

2,0

Scenario/ bron

WLQ+

Aquathermie

Geo 1 en 2

S0 40 MW

0 MW

0 MW

Geo shell

WP C3

WP C4

WP C5

Alle locale WPen in S0 zijn 30% van de piekvraag van het aanliggende cluster

0 MW

S1 0 MW S2 S3 S4

84 MW

15 MW

20 MW

40 MW

WP C8

8,40 MW 11,5 MW

S5

8,64 MW

0 MW

6,15 MW 0 MW

Opwekprofiel Voor de meeste bronnen wordt aangenomen dat deze door het hele jaar redelijkerwijs een constant vermogen kunnen leveren. Alleen voor aquathermie is dit niet realistisch, aangezien deze in de winter minder ingezet kan worden. Daarom is er voor aquathermie een opwekprofiel gebruikt. Het profiel voor aquathermie is in figuur 7 weergegeven. De bron zal in de warmere maanden van het jaar warmte kunnen leveren en de drie koudste maanden niet.

De temperaturen van de bronnen zijn gelijkgesteld aan de aanvoer- en retourtemperatuur van het cluster waaraan de bron gekoppeld is. Bij elk cluster is een piekketel geplaatst. De piekketels zijn in de simulatie als oneindig groot gedimensioneerd, zodat de warmtevraag altijd voldaan wordt. Op basis van de werkelijke piekaanbod uit de simulatie worden de piekketels gedimensioneerd en begroot. COP-warmtepompen De meeste warmtebronnen hebben niet een hoog genoegen temperatuur om direct warmte te leveren. Opwaarderen vraagt een elektrisch vermogen. De grootte hiervan is afhankelijk van de COP van de warmtepomp, zie tabel 4. De warmtepompen worden niet gesimuleerd, maar achteraf wordt de nodige 𝑄𝑎𝑓 elektriciteit berekend aan de hand van de COP via 𝑊𝑡 = 𝐶𝑂𝑃 . Hierin is Wt de elektriciteit en Qaf het uitgaand vermogen van de warmtebron.

GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen

Figuur 7 Opwek profiel aquathermie

8

Seizoensopslag In de berekeningen wordt seizoensopslag meegenomen, een versimpeling van Aquifer Thermal Energy Systems (ATES). Deze buffers worden door de duurzame bronnen (aquathermie, geothermie en WLQ+) opgeladen in periodes in het jaar dat de warmtevraag laag is, en ontladen wanneer dit hoog is. In dit stadium van de toolkit is het nog niet mogelijk om warmteverlies in de buffer mee te nemen. In de verschillende scenario’s worden drie verschillende buffers gebruikt. ● Opslaan WLQ+, in scenario 1 t/m 5. Met een maximale capaciteit van 3 M kuub. ● Opslaan geothermie Shell, in scenario 1, 2, 3 en 5. Met een maximale capaciteit van 2 M kuub. ● Opslaan geothermie 1 en 2, in scenario 5. Met een maximale capaciteit van 378 k kuub. De ont- en oplaadvermogen van de buffers zijn op 20MW ingesteld. Dag/nacht-opslag De dag/nacht-buffers dienen om de fluctuatie in de warmtevraag op korte termijn op te vangen, dus voornamelijk tussen de nacht en de dag. Door het toevoegen van een dag/nacht-buffer kunnen de transportleidingen kleiner gedimensioneerd worden, omdat een deel van de piekvraag door deze buffers wordt opgevangen. In het ESDL-model is bij elk cluster een dag/nacht-buffer toegevoegd. De dag/nacht-buffers zijn zo gedimensioneerd dat deze de piekvraag van anderhalf uur kunnen opvangen. De dag/nacht-buffers zijn in het ESDL-model toegevoegd.

De functionaliteit hiervan is in de simulatie miniem. Dit komt omdat in de simulatie met stappen van één dag wordt gerekend. De warmtevraag is het gemiddelde over de desbetreffende dag. Hierdoor wordt het effect dat er een grotere warmtevraag gedurende de dag en kleine vraag in de nacht niet gesimuleerd. Dit betekent dat het profiel de functie van de dag/nacht-buffers volledig heeft overgenomen. In de realiteit zullen de dag/nacht-buffers deze functionaliteit wel vervullen.

GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen

9

Systeemontwerp op hoofdlijnen De verschillende scenario’s zijn ontworpen om verschillende effecten in het systeem te testen. Deze komen voort uit het toetsen van bestaande ontwikkelingen en wensen vanuit verschillende stakeholders. De scenario’s zijn ontworpen vanuit de volgende vraagstukken: ● ● ● ●

Mogelijkheid aansluiten Zoeterwoude op WLQ+ of geothermiebronnen Scheiding systeem tussen Noordelijk en Zuidelijk gebied Bediening cluster Oegstgeest en Katwijk met WLQ+ of geothermie Effect van seizoensbuffers op benodigd gasverbruik

Alle scenario’s zijn in de designtoolkit ontworpen. Zie de systeemschetsen per scenario in de kaarten van de figuren 8 t/m 13 op deze en de volgende pagina’s. In de netwerkontwerpen zijn een aantal elementen gebruikt. Deze zijn weergeven in tabel 5.

Tabel 5 Gebruikte elementen in WarmingUp toolkit Icoon

Onderdeel

Functie

Warmtevraag

Aansluiting van de warmtevraag

Opslag

Voor seizoensopslag en dag/nacht opslag

Algemene warmtebron

Voor Aquathermie en WLQ+

Geothermie

Voor de geothermiebronnen

Piekopwekker

Voor de piekvoorziening, aangesloten bij elk cluster Om de temperatuur van het WLQ+ (120 °C) te verlagen naar lagere temperaturen.

Warmtewisselaar

GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen

Scenario 0 Figuur 8 Systeemschets scenario 0

10

Scenario 2

Scenario 1 Figuur 9 Systeemschets scenario 1

Figuur 10 Systeemschets scenario 2

GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen

Scenario 3 Figuur 11 Systeemschets scenario 3

11

Scenario 4 Figuur 12 Systeemschets scenario 4

GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen

Scenario 5 Figuur 13 Systeemschets scenario 5

Aansluiting clusters Zoals weergegeven in de figuren 14 t/m 16 worden de warmteclusters op verschillende manieren aangesloten op een warmtebron(en).

Figuur 14 Cluster is aangesloten op het ORES

Figuur 15 Zelfstandig aangesloten cluster

Figuur 16 Twee subclusters

De warmte wordt geleverd door het ORES. Dit zijn de meeste clusters binnen deze studie. Elk cluster krijgt nog een eigen piekketel en een dag/nacht-buffervat.

Een cluster kan zelfstandig aangesloten worden. Hierbij is het cluster niet aan het ORES aangesloten. Voor de warmtevoorziening is dan een luchtwarmtepomp gesimuleerd. Deze levert 30% van de piekvraag. Voor het resterende deel is een piekketel aangesloten.

Clusters 3, 4, 5 en 6 zijn elk verdeeld in twee subclusters, omdat de capaciteit van het bestaande Vattenfall transportnet te klein is om in deze clusters de volledige warmtevraag te kunnen leveren. Telkens is het ene subcluster aangesloten op het ORES, het andere is op een warmtepomp aangesloten.

F i GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen g u

Simulatie Nadat het netwerk in de ESDL-editor ontworpen is, wordt deze geïmporteerd in de computational framework (CF). Hiervoor worden nog een aantal parameters en instellingen ingevuld.

In CF worden ook de profielen van de gebruikers en bronnen ingevoerd. Voor de simulaties is dit alleen gedaan voor aquathermie, de andere bronnen kunnen een maximaal vast vermogen leveren. Ook moet ingesteld worden welke bronnen de buffers op mogen laden, zoals in figuur 18 weergegeven.

Parameters en simulatie instellingen De volgende parameters werden ingevuld in het CF.

Rule based controller Hiermee kan de manier waarop geprioriteerd wordt aangegeven worden. Voor de warmtebronnen (producers) zijn de opties: op kosten, handmatig of gelijk. Voor de simulaties wordt handmatig gebruikt, waardoor vervolgens handmatig ingesteld kan worden welke bronnen welke prioriteit krijgen. Voor de prioriteit in warmtevraag kan gekozen worden voor revenu, gelijk of handmatig, zie figuur 17. Voor de simulatie wordt gelijk gebruikt.

Figuur 17 Instellingsschema prioriteiten

Figuur 18 Voorbeeld broninstellingen CF Opslag Voor de buffers zijn inhoud, snelheid van (ont)laden en temperatuurgrenzen ingesteld. De startcapaciteit is voor alle uitgevoerde simulaties op 0% gezet, zodat de energiebalans klopt. Scenario instelling Ook zijn er nog een aantal simulatie-specifieke instellingen, zoals samplemethode of het wel/niet meenemen van warmteverliezen. In figuur 19 staan de instellingen die gebruikt zijn voor alle simulaties.

Instellingen bronnen Voor de warmtebronnen kan in de CF de aanvoer en retourtemperatuur aangepast worden en de prioriteit van bronnen. •

• • •

Bronnen met prioriteit 1 het hoogste en dus als eerst ingezet zal worden. In de simulatie krijgen alle duurzame bronnen aquathermie, warmtepompen, geothermie en WLQ+ prioriteit 1. Dit betekent dat deze gelijkwaardig ingezet worden. De dag/nacht buffers prioriteit 2 gekregen, seizoensopslag heeft prioriteit 3 gekregen. De piekopwekkers, gasketels en Uniper hebben allemaal prioriteit 4 gekregen. Tot slot is aangegeven dat alle duurzame bronnen de mogelijkheid hebben om de buffers op te laden (alle piekvoorzieningen niet).

GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen

Figuur 19 Instellingsschema scenario's

14

Resultaten simulatie Debieten Eén van de resultaten die uit de WarmingUp toolkit gebruikt wordt, zijn de debieten die door elke leiding stroomt. Hiermee wordt de uiteindelijke benodigde DN-maat bepaald met bijbehorende kosten. In figuur 20 is een debiet van alle leidingen door het netwerk bij een statisch tijdstap geografisch weergegeven.

In figuur 21 is het debiet van de aanvoer leiding van WLQ+ in scenario 1 door het jaar heen weergegeven.

Figuur 21 Debiet WLQ+ in S1 door het jaar heen

Figuur 20 Debiet geografisch weergegeven S1

GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen

15

De vertaalslag van debiet naar DN-maat is volgens de onderstaande tabel uitgevoerd, zie tabel 6.

Resultaten inzet bronnen scenario 0 Zie tabel 7 en figuur 22.

Tabel 6 DN-maten van het debiet

Tabel 7 Totale inzet bronnen S0

DN

Volume L/m

Vmax m/sec

Q m3/hr

20 25 32 40 50 65 80 100 125 150 200 250 300 350 400

0,37 0,59 1,09 1,46 2,33 3,88 5,35 9,01 13,79 20,18 34,67 54,33 73,8 93,16 121,8

1,3 1,3 1,3 1,5 1,7 1,9 2,2 2,4 2,6 2,8 3 3 3 3 3

1,73 2,74 5,09 7,88 14,28 26,55 42,34 77,84 129,06 203,43 374,43 586,71 829,41 1006,1 1315,42

Inzet bronnen De resultaten uit deze simulatie geven de energiestromen gedurende het jaar, zie figuren 22 t/m 27. In de tabellen 7 t/m 12 is de inzet van alle bronnen in de desbetreffende scenario’s door het jaar heen weergeven. Ook is de totale hoeveelheid geleverde warmte weergegeven. De buffers zijn hier niet in terug te vinden, aangezien de buffers alleen warmte opslaan en niet opwekken.

GV22019– Open Regionaal Energiesysteem (ORES) bijlagen

Piekketels WLQ+ Warmtepomp Totaal